馬志欣,張吉,孫衛(wèi)鋒,趙忠軍,孫艷輝(中石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心)

朱亞軍,張志剛,劉艷俠,郝騫 (低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室,陜西西安710018)

鄂爾多斯盆地上古生界致密砂巖氣藏儲層特征及控制因素
——以蘇里格氣田桃2區(qū)塊為例

馬志欣,張吉,孫衛(wèi)鋒,趙忠軍,孫艷輝(中石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心)

朱亞軍,張志剛,劉艷俠,郝騫 (低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室,陜西西安710018)

結(jié)合鏡下薄片鑒定、掃描電鏡、壓汞曲線、巖心分析化驗等資料對鄂爾多斯盆地上古生界致密砂巖氣藏儲層特征進(jìn)行了深入研究。結(jié)果表明,研究區(qū)儲層巖石類型以巖屑砂巖和巖屑石英砂巖為主;孔隙類型以次生粒間孔、粒內(nèi)溶孔為主,晶間孔和填隙物內(nèi)溶孔次之;孔隙度平均為8.6%,滲透率平均為0.62m D,總體表現(xiàn)出低孔、低滲的特征。儲層發(fā)育受沉積作用、成巖作用、構(gòu)造作用等因素共同影響,其中沉積作用是基礎(chǔ),不僅決定了儲層巖石的原始組分和結(jié)構(gòu),控制儲層宏觀分布,而且影響后期的成巖作用;成巖作用是關(guān)鍵,影響儲集空間的保存、演化和發(fā)展,并最終決定了儲層物性的好壞;構(gòu)造作用形成裂縫,對改善儲層滲透性起到了積極的作用。

蘇里格氣田;桃2區(qū)塊;儲層特征;成巖作用

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地中部,是發(fā)育于上古生界碎屑巖系中的大型砂巖巖性圈閉氣藏[1],主力含氣層段為二疊系下石盒子組八段 (Psh8)和山西組一段 (Ps1)。氣田開發(fā)前期評價表明,蘇里格氣田儲層砂巖十分發(fā)育,但有效儲層分布卻不連續(xù),非均質(zhì)性較強(qiáng);氣田含氣面積大,但含氣飽和度普遍較低[2];單砂體的幾何形態(tài)、復(fù)合有效砂體疊置模式、展布規(guī)律、連通性等認(rèn)識不清。因此,迫切需要對研究區(qū)儲層分布規(guī)律進(jìn)行有效研究,分清沉積、成巖、構(gòu)造對有效儲層的控制作用,為下一步勘探提供理論依據(jù)。

1 儲層巖石學(xué)特征

桃2區(qū)塊Psh8、Ps1主要的巖石類型為石英砂巖、巖屑石英砂巖,巖屑砂巖次之,其中可作為儲層的僅為中粗粒、粗粒石英砂巖、巖屑石英砂巖和細(xì)礫巖,巖石結(jié)構(gòu)成熟度和成分成熟度均較高[3]。

1.1 碎屑顆粒特征

薄片鑒定分析表明,桃2區(qū)塊Psh8～Ps1儲層碎屑顆粒僅有石英、巖屑和高嶺石化顆粒3種類型[4],未見長石(表1)。石英體積分?jǐn)?shù)平均為68.34%,其中在石盒子組八段下亞段)儲層中最高可達(dá)71.25%;巖屑體積分?jǐn)?shù)平均為26.12%,以石盒子組八段上亞段()最高,巖屑類型以變質(zhì)巖為主,火成巖和沉積巖次之,云母較少;高嶺石化顆粒較少,主要由長石蝕變形成,一般小于1%,在和Ps1中含量較高,而在中較低。

1.2 填隙物特征

桃2區(qū)塊雜基主要有高嶺石質(zhì)和凝灰質(zhì)[5]2類。目的層段雜基體積分?jǐn)?shù)較高,平均為8.46%,雜基含量隨砂巖成分成熟度和結(jié)構(gòu)成熟度的增高而遞減,隨粒度的變細(xì)而增加。目的層段膠結(jié)物主要有硅質(zhì)、高嶺石和方解石3類,另有少量綠泥石、伊利石、白云石和黃鐵礦 (表2)。

表1 桃2區(qū)塊Psh8～Ps1儲層碎屑組分統(tǒng)計表

表2 桃2區(qū)塊Psh8～Ps1儲層填隙物組分統(tǒng)計表

2 儲層物性特征

桃2區(qū)塊Psh8～Ps1儲層平均孔隙度為6.13%,平均滲透率為0.28m D,總體上物性較差,屬于低孔-低滲和特低孔-特低滲儲層。如表3所示。相對而言,儲層物性最好,平均孔隙度為6.29%,平均滲透率為0.32m D;次為,平均孔隙度為6.26%,平均滲透率為0.27m D;Ps1最差,平均孔隙度為5.76%,平均滲透率為0.25m D。

表3 桃2區(qū)塊Psh8～Ps1儲層測井解釋物性統(tǒng)計表

3 儲層孔隙結(jié)構(gòu)特征

3.1 儲層孔隙類型

在鑄體薄片的觀察鑒定中,根據(jù)孔隙的產(chǎn)狀和成因,可將研究區(qū)Psh8～Ps1儲層孔隙類型劃分為粒間孔隙、粒內(nèi)孔隙、填隙物內(nèi)孔隙和縫狀孔隙4大類,進(jìn)一步又可細(xì)分為石英加大粒間孔、壓實粒間孔、綠泥石膠結(jié)粒間孔、粒內(nèi)溶孔、鑄?？?、晶間孔、填隙物內(nèi)溶孔等類型[6]。如表4所示。

表4 桃2區(qū)塊Psh8～Ps1儲層孔隙類型統(tǒng)計表

3.2 儲層孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)

表5 桃2區(qū)塊Psh8～Ps1儲層孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)統(tǒng)計表

依據(jù)孔喉類型劃分標(biāo)準(zhǔn)及壓汞曲線(圖1)特征,將區(qū)內(nèi)Psh8～Ps1儲層劃分為3種孔隙結(jié)構(gòu)類型:

1)Ⅰ型孔隙結(jié)構(gòu) 中孔中喉型,該類型在區(qū)內(nèi)分布較少,主要發(fā)育于。總體上,毛細(xì)管壓力曲線位置較低,平臺段較長,孔喉中值半徑較大,排驅(qū)壓力較小,中值壓力較小,分選程度較好,物性較好,分布于正旋回河道砂體中下部及高能塊狀河道砂體粗粒巖屑石英砂巖中。

圖1 桃2區(qū)塊Psh8～Ps1儲層巖石毛細(xì)管壓力曲線分類

2)Ⅱ型孔隙結(jié)構(gòu) 低孔-細(xì)喉型,主要分布于正旋回河道砂體的中上部及底部的滯留沉積中。由于粒度變細(xì)或含有泥礫,孔喉結(jié)構(gòu)中等,毛細(xì)管壓力曲線位置較高,平臺段較短,該類型在桃2區(qū)塊分布較多。

3)Ⅲ型孔隙結(jié)構(gòu) 低孔-微喉型,主要分布于正旋回河道砂體的上部、頂部及非河道砂體中。巖石粒度細(xì),物性差,孔喉結(jié)構(gòu)差,毛細(xì)管壓力曲線位置較高,幾乎不發(fā)育平臺段。

4 儲層發(fā)育控制因素

4.1 沉積作用對儲層物性的影響

沉積作用對儲層物性的影響主要表現(xiàn)在對沉積物原始組分、巖石類型、結(jié)構(gòu)、雜基含量等的控制上,并最終轉(zhuǎn)化到沉積微相與儲層物性的關(guān)系上。

4.1.1 沉積物原始組分與儲層物性關(guān)系

1)石英顆粒體積分?jǐn)?shù)與面孔率關(guān)系 石英顆粒含量越高儲層物性就越好(圖2(a))。石英抗壓實能力較強(qiáng),既有利于原生粒間孔隙的保存,也有利于后期溶蝕作用的發(fā)生。

2)巖屑體積分?jǐn)?shù)與面孔率關(guān)系 巖屑體積分?jǐn)?shù)與面孔率之間存在明顯的負(fù)相關(guān)關(guān)系(圖2(b)),其含量越高,物性也就越差。目的層段的塑性巖屑,在成巖早期的壓實作用下,發(fā)生強(qiáng)烈變形,甚至假雜基化,嚴(yán)重堵塞粒間孔隙,使成巖晚期的溶蝕作用很難發(fā)生,因而儲層物性較差。當(dāng)儲層巖屑體積分?jǐn)?shù)小于20%時,儲層面孔率較大,一般在2%以上,而當(dāng)巖屑體積分?jǐn)?shù)大于20%時,絕大部分樣品無可見孔隙。

3)雜基體積分?jǐn)?shù)與面孔率關(guān)系 雜基體積分?jǐn)?shù)與面孔率之間存在負(fù)相關(guān)關(guān)系(圖2(c)),隨著雜基含量的增加,面孔率有減小的趨勢。由于雜基不僅本身充填了部分粒間孔隙,而且導(dǎo)致壓實作用增強(qiáng),致使儲層物性變差。當(dāng)雜基體積分?jǐn)?shù)大于10%時,儲層中一般無可見孔隙。

4.1.2 粒度與儲層物性關(guān)系

粒度與儲層物性關(guān)系密切,粒度越粗,儲層物性越好。粗砂巖儲層物性最好,平均面孔率3.35%,中砂巖平均面孔率為0.25%,細(xì)砂巖和粉砂巖物性較差,平均面孔率分別為0.16%和0%。粒度與儲層物性的關(guān)系從側(cè)面上反映了粒度對儲層組分的控制,即粒度越粗,石英顆粒含量越高,而巖屑和雜基含量越低。

4.1.3 巖石類型與儲層物性的關(guān)系

巖石類型與面孔率之間存在一定關(guān)系,其中巖屑石英砂巖平均面孔率最大,為4.1%,其次為石英砂巖,平均面孔率為2.0%,巖屑砂巖平均面孔率較低,僅為0.26%。石英砂巖面孔率不高,主要是由于其在成巖作用時期發(fā)生了強(qiáng)烈的次生加大現(xiàn)象。

圖2 桃2區(qū)塊Psh8～Ps1儲層沉積物原始組分與面孔率關(guān)系

表6 桃2區(qū)塊Psh8～Ps1儲層巖心物性與沉積相關(guān)系統(tǒng)計表

4.1.4 沉積微相與儲層物性關(guān)系

在物源相同的條件下,不同沉積環(huán)境具有不同的水動力能量,所形成的巖石類型、粒徑大小、分選性、磨圓度、雜基含量和顆粒組分等方面均有差異,從而導(dǎo)致不同沉積環(huán)境下的儲層物性有較大差別。

根據(jù)桃2區(qū)塊沉積微相與測井解釋儲層物性的統(tǒng)計分析(表6)表明:物性最好的沉積微相類型為辮狀河中的心灘和曲流河中的邊灘,其平均孔隙度一般大于5.5%,平均滲透率大于0.21mD;其次為辮狀河中的滯留沉積、曲流河中的滯留沉積和決口扇沉積,其平均孔隙度介于4.5%～5.1%之間,平均滲透率介于0.15～0.2mD之間;曲流河中的天然堤、河漫灘和辮狀河中的溢岸砂物性較差,平均孔隙度均在4%以下,平均滲透率也均小于0.1m D。

4.2 成巖作用對儲層物性的影響

4.2.1 壓實作用

研究區(qū)Psh8～Ps1儲層壓實作用較強(qiáng),平均壓實系數(shù)達(dá)0.82,由其引起的原生孔隙損失在80%以上。平均壓實系數(shù)為0.81,平均壓實系數(shù)為0.82,Ps1平均壓實系數(shù)為0.83,隨埋深的增加,壓實系數(shù)略有增大(表7)。

壓實系數(shù)與巖石中巖屑和雜基含量密切相關(guān),其含量越高,壓實系數(shù)越大,壓實作用越強(qiáng)。巖石粒度對壓實系數(shù)也有一定影響,粒度越細(xì),壓實系數(shù)越大,壓實作用越強(qiáng),含礫不等粒砂巖盡管粒度較粗,但分選差,雜基含量多,壓實系數(shù)仍較大。

4.2.2 膠結(jié)作用

對桃2區(qū)塊Psh8～Ps1儲層而言,最重要的膠結(jié)物為硅質(zhì)、高嶺石和方解石。

1)硅質(zhì)膠結(jié)物對儲層物性的影響 硅質(zhì)膠結(jié)在研究區(qū)目的層段較為發(fā)育[8],其含量變化較大,且主要出現(xiàn)在粗砂巖中,對有效儲層孔隙破壞量可達(dá)6%左右,是儲層物性較差的重要原因之一 (圖3 (a))。

表7 桃2區(qū)塊Psh8～Ps1儲層壓實系數(shù)統(tǒng)計表

2)高嶺石膠結(jié)物對儲層物性的影響 高嶺石膠結(jié)物充填殘余粒間孔和溶蝕孔,將大的孔隙轉(zhuǎn)化為細(xì)小的高嶺石晶間孔,不僅使儲層孔隙度降低,而且造成滲透率嚴(yán)重下降。高嶺石膠結(jié)物本身雖對儲層孔隙有一定的破壞作用,但因其主要出現(xiàn)在成熟度較高的砂巖中,常與溶蝕作用相伴生,各種溶蝕孔隙較為發(fā)育,從而導(dǎo)致儲層總體物性較好(圖3(b))。

3)鈣質(zhì)膠結(jié)物對儲層物性的影響 早期無鐵方解石的致密膠結(jié)可對原生粒間孔隙造成嚴(yán)重破壞,孔隙損失量可達(dá)20%以上,在早成巖階段巖石就變得較為致密,不利于后期溶蝕作用的發(fā)生,造成儲層物性變差。晚期鐵方解石膠結(jié)物對有效儲層的孔隙破壞量一般在2%左右。

4)綠泥石膠結(jié)物對儲層物性的影響 綠泥石膠結(jié)物在研究區(qū)目的層段少見,但其多以顆粒環(huán)邊膠結(jié)的形式產(chǎn)出,能有效阻止石英次生加大,從而使原生粒間孔得以大量保存,也有利于后期溶蝕作用的發(fā)生,改善儲層物性。

4.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用對改善儲層物性起到積極作用,目的層段儲層孔隙中約有70%為溶蝕作用形成,故溶蝕作用的發(fā)生與否及強(qiáng)度大小是決定儲層物性好壞的關(guān)鍵因素。對于大部分中粗砂巖而言,由于剛性顆粒含量較高,雜基含量較少,儲層抗壓實能力較強(qiáng),從而保留了一定的粒間孔隙,酸性流體能夠順利進(jìn)入,從而導(dǎo)致溶蝕作用較為強(qiáng)烈。目的層段被溶蝕組分主要為長石,其次為淺變質(zhì)巖屑、火成巖屑以及雜基等,長石均已發(fā)生次生溶蝕,其原有形態(tài)僅能從鑄?？谆驓堄辔锷霞右酝茰y (圖4)。

4.3 構(gòu)造作用對儲層物性的影響

構(gòu)造作用能形成一定量的微裂縫,雖數(shù)量有限,但對改善儲層滲透性起到了積極的作用。研究區(qū)Pshu8、PshL8和Ps1頂部構(gòu)造形態(tài)相似,總體為西傾的單斜,發(fā)育多排鼻狀構(gòu)造和小背斜、小向斜。在Ps1局部發(fā)育裂縫-孔隙型儲層,多分布于構(gòu)造曲率較大處,表明裂縫的發(fā)育程度與構(gòu)造強(qiáng)度有關(guān)。

圖4 桃2區(qū)塊Psh8～Ps1儲層長石鑄?？诅R下照片

5 結(jié)論

1)桃2區(qū)塊Psh8～Ps1儲層巖性類型以巖屑石英砂巖、巖屑砂巖為主,石英砂巖次之。平均孔隙度為6.13%,平均滲透率為0.28mD,物性總體較差,屬于低孔-低滲或特低孔-特低滲儲層?？紫额愋鸵允⒋紊哟蠛蟮牧ｉg孔、粒內(nèi)溶孔、鑄模孔為主,最大孔喉半徑在0.41～9.95μm之間,平均為2.47μm,孔喉結(jié)構(gòu)總體較差。

2)根據(jù)孔喉類型劃分標(biāo)準(zhǔn)及壓汞曲線特征,將儲層孔隙結(jié)構(gòu)劃分為3種類型:Ⅰ類儲層多分布于正旋回河道砂體中下部及高能塊狀河道砂體粗粒巖屑石英砂巖;Ⅱ類儲層多分布在正旋回河道砂體的中上部及底部的滯留沉積中;Ⅲ類儲層分布在正旋回河道砂體的上部、頂部及非河道砂體中。

3)儲層發(fā)育受沉積作用、成巖作用、構(gòu)造作用等因素共同影響。沉積作用在宏觀上控制儲層的分布范圍,并影響后期的成巖作用;成巖作用中壓實作用較強(qiáng),是造成原生孔隙減少的主要因素,溶蝕作用對改善儲層物性起到積極作用;構(gòu)造作用形成的微裂縫局部改善了儲層的滲透性。

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[編輯] 鄧?yán)?/p>

TE122.2

A

1000-9752(2014)09-0016-06

2013-12-04

馬志欣(1982-),男,2005年大學(xué)畢業(yè),碩士,工程師,現(xiàn)主要從事氣田開發(fā)地質(zhì)技術(shù)研究工作。